Nâng Qc cho điện khí LNG: Bàn tiệc ngọt cho ai?

Đề xuất của Bộ Công thương về nâng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu (Qc) lên mức 75% trong 15 năm thay vì 65% trong 10 năm như chính sách đang vận hành được dự báo sẽ phá vỡ thế bế tắc kéo dài nhiều năm qua cho hàng loạt siêu dự án điện khí LNG tỷ đô.

Dẫu vậy, trong trường hợp đề xuất này được thông qua và áp dụng, đây sẽ không phải là một chính sách hỗ trợ cho toàn bộ dự án LNG mà mang tính chọn lọc cao, chỉ áp dụng cho một nhóm dự án có tiến độ khả thi, đồng thời tạo ra áp lực tài chính rất lớn cho bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN.

12 dự án điện khí LNG vẫn nằm ngoài "giải cứu"

Trong nhiều năm qua, cơ chế Qc 65% được xem là mức “an toàn” để cân bằng lợi ích giữa bên mua và bên bán điện. Tuy nhiên, thực tế triển khai các dự án điện khí LNG cho thấy mức này chưa đủ để các dự án khép kín phương án tài chính.

Các dự án LNG quy mô lớn thường có tổng mức đầu tư lên tới hàng tỷ USD, phụ thuộc chủ yếu vào nguồn vốn vay quốc tế theo mô hình “tài trợ dự án”. Trong cấu trúc này, dòng tiền từ hợp đồng mua bán điện (PPA) là cơ sở quan trọng nhất để ngân hàng đánh giá khả năng trả nợ.

Với các dự án Nhơn Trạch 3 và 4, PV Power đề xuất kéo dài thời gian áp dụng Qc để bảo đảm hiệu quả tài chính trong giai đoạn đầu vận hành. Ảnh: PV Power.

Với Qc chỉ 65% trong 10 năm, các tổ chức tín dụng thường đánh giá biên độ an toàn quá mỏng, đặc biệt trong bối cảnh giá LNG biến động mạnh theo thị trường thế giới, giá điện bán ra không được chuyển ngang đầy đủ theo chi phí nhiên liệu cũng như rủi ro tỷ giá chưa có cơ chế bảo lãnh rõ ràng.

Hệ quả là nhiều dự án LNG dù đã nằm trong quy hoạch vẫn không thể ký PPA, kéo theo việc không thể thu xếp vốn và tiếp tục đình trệ.

Theo tính toán của Bộ Công thương, cơ chế Qc 75% được thiết kế cho nhóm các dự án nhiệt điện khí LNG có khả năng vận hành đến năm 2030, với tổng quy mô khoảng 4.300MW chỉ gồm ba trường hợp là Hiệp Phước 1, Quảng Ninh 1 và Quảng Trạch 2. Bên cạnh đó, bộ cũng đề xuất áp dụng cơ chế này cho hai dự án Nhơn Trạch 3 và 4 đã vận hành, tham gia thị trường điện cạnh tranh từ 1/1/2026.

Điểm chung của nhóm này là tiến độ được đánh giá khả thi về đích trong giai đoạn 2025–2030 theo Quy hoạch điện VIII. Việc “khu trú” phạm vi áp dụng cho thấy đây không phải là chính sách mở rộng cho toàn bộ thị trường điện khí LNG, mà mang tính tháo gỡ có mục tiêu rõ ràng.

Ngược lại, 12 dự án LNG còn lại (không nằm trong danh sách đánh giá có khả năng về đích trước 2030 nhưng được xác định vận hành từ nay đến 2030 theo Quy hoạch điện VIII) sẽ tiếp tục đối mặt với bài toán cũ đã tồn tại nhiều năm qua, đó là không có đảm bảo doanh thu dài hạn, khó tiếp cận vốn vay quốc tế và rủi ro kéo dài thời gian chuẩn bị đầu tư.

Sự phân hóa này đang hình thành hai nhóm dự án LNG: nhóm có cơ hội triển khai nhờ cơ chế đặc thù, và nhóm buộc phải “tự bơi” theo tín hiệu thị trường. Trong số các trường hợp không được dự kiến vận hành trước 2030, ghi nhận hai dự án mới được chấp thuận nhà đầu tư vừa qua gồm: LNG Quỳnh Lập và LNG Cà Ná (liên danh Trungnam Group – Sideros River).

Thực tế, ngay cả LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do PV Power thực hiện, hai nhà máy chạy LNG nhập khẩu đầu tiên tại Việt Nam, cũng cho thấy những bất cập của cơ chế hiện hành. Theo đó, chỉ trong 5 tháng đầu 2026 – tức từ khi đi vào vận hành đến nay, với Qc 65%, hai dự án này rơi vào tình trạng “over-contracted”, tức là cam kết sản lượng hợp đồng vượt quá khả năng hấp thụ của thị trường.

Cần nhắc lại, giá bán điện bình quân thực tế của Nhơn Trạch 3 và 4 ở mức khoảng 2.850 đồng/kWh, trong khi giá thị trường điện bình quân năm 2025 chỉ vào khoảng 1.500 đồng/kWh. Khoảng chênh lệch này khiến bên mua điện (tức EVN) chịu áp lực lớn nếu phải huy động theo cam kết, nhưng cũng không thể từ chối mua vì rủi ro thiếu điện.

Chính từ thực tế này, Bộ Công thương cho rằng nếu không nâng Qc và kéo dài thời hạn áp dụng, các dự án LNG tương lai sẽ tiếp tục lặp lại vòng luẩn quẩn: ký PPA khó, thu xếp vốn khó và không thể triển khai đúng tiến độ.

Áp dụng cơ chế như đề xuất sẽ làm tăng chi phí mua điện của EVN, tuy nhiên Bộ đánh giá đây là các chi phí hợp lý, hợp lệ, phù hợp Luật Điện lực và là giải pháp về cơ chế chính sách cần thiết để đạt được mục tiêu bảo đảm cung cấp điện đầy đủ, liên tục và ổn định cho quốc gia giai đoạn 2026-2030.

Việc nâng mức sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn từ 65% lên 75% và tăng thời gian hưởng cơ chế này từ 10 năm lên 15 năm sẽ tác động đến tăng chi phí mua điện của EVN, từ đó sẽ tác động đến giá bán điện.

Dẫu vậy, theo Bộ, nếu xét về lợi ích tổng thể cho đất nước thì việc tạo điều kiện cho các chủ đầu tư thực hiện dự án điện khí LNG nhập khẩu để bảo đảm đủ nguồn cung ứng điện, góp phần phát triển kinh tế với mục tiêu tăng trưởng 2 con số, kể cả với chi phí cao hơn nhưng là chi phí hợp lý và cần thiết, vẫn sẽ mang lại lợi ích tổng thể lớn hơn cho nền kinh tế.

Đồng thời, Bộ Công thương cũng có luận giải riêng mang tính ‘đại cục’. Cụ thể, so với mức độ thiệt hại 1,4 tỷ USD (tương đương 0,3% GDP) cho Việt Nam đến từ sự kiện thiếu điện tháng 5, 6 năm 2023 theo đánh giá của World Bank, thì khoản chi phí 1,1 triệu tỷ đồng này được xem là "phí bảo hiểm" để mang lại sự an toàn cho hệ thống điện quốc gia.

Vì sao nhà đầu tư vẫn "lấn cấn"?

Việc nâng Qc lên 75% hứa hẹn cải thiện đáng kể khả năng dự báo dòng tiền của dự án, qua đó tăng tính “bankable” (khả năng được ngân hàng chấp nhận, tài trợ hoặc đầu tư) trong mắt các ngân hàng. Tuy nhiên, sự đảm bảo này đồng thời chuyển phần lớn rủi ro sang phía EVN.

Theo tính toán của Bộ Công thương, nếu áp dụng Qc 75% cho các dự án LNG với tổng công suất khoảng 6.000MW, tổng chi phí mua điện của EVN trong vòng 15 năm có thể lên tới 1,1 triệu tỷ đồng, tăng khoảng 73% so với phương án 65% trong 10 năm. Đây là khoản chi phí tăng thêm khoảng 73% so với phương án 65% và thời hạn 10 năm như hiện nay.

Riêng với cặp đôi Nhơn Trạch 3 và 4 (công suất thiết kế khoảng 1.624MW), EVN sẽ phải chi khoảng 312,4 nghìn tỷ đồng trong vòng 15 năm.

Trong bối cảnh khủng hoảng tại Trung Đông hiện nay, giá điện của các nhà máy điện khí LNG nhập khẩu tăng đột biến tới mức 5.000 đồng/kWh, trong khi giá thành sản xuất điện bình quân của điện than 2024, điện khí trong nước, điện mặt trời đều chưa tới 2.000 đồng/kWh. Ảnh: Báo chính phủ.

EVN cho rằng, việc quy định cam kết về Qc dài hạn với điện khí LNG thuần túy chỉ là cam kết tài chính và không gắn liền với cam kết mua và sử dụng nhiên liệu LNG thực tế của nhà máy.

Vì vậy, nếu nhà máy điện khí LNG không đáp ứng các cam kết cũng không có thiệt hại, thậm chí theo tính toán là được hưởng lợi do giá thị trường điện tối đa tại thời điểm hiện tại thấp hơn nhiều giá hợp đồng của nhà máy.

Thậm chí, việc tăng sản lượng điện hợp đồng tối thiểu chủ yếu đáp ứng yêu cầu của nhà sản xuất, cung cấp LNG (nhập khẩu bằng ngoại tệ). Nguyên nhân, trong giá điện của các nhà máy điện khí LNG, phần lớn là thành phần giá điện năng – gắn liền với chi phí nhiên liệu LNG nhập khẩu.

Ngoài chi phí trực tiếp, EVN còn phải đối mặt với rủi ro dư thừa công suất. Trong trường hợp hệ thống không huy động đủ sản lượng cam kết do sự phát triển mạnh của năng lượng tái tạo hoặc nhu cầu phụ tải tăng chậm hơn dự báo, EVN vẫn phải chi trả cho phần điện không được sử dụng.

Đây là rủi ro “mua điện trên giấy” mà bất kỳ đơn vị mua điện nào cũng lo ngại.

Dù Qc 75% được xem là bước tiến lớn so với hiện tại, các nhà đầu tư, đặc biệt là khối ngoại, cho rằng đây mới chỉ là điều kiện cần, chưa phải điều kiện đủ.

Nguyên nhân là ba rào cản trọng yếu còn lại. Điển hình, nhà đầu tư đối diện với rủi ro giá nhiên liệu do hiện nay chưa có cơ chế chuyển ngang chi phí LNG thế giới vào giá điện một cách minh bạch và kịp thời – tức, mọi biến động giá LNG sẽ trút lên vai nhà đầu tư.

Thứ hai, là rủi ro tỷ giá. Với các khoản vay USD dài hạn, việc doanh thu bằng VND nhưng nghĩa vụ trả nợ bằng ngoại tệ là rủi ro lớn nếu không có cơ chế bảo lãnh chuyển đổi.

Điểm cuối cùng trong bối cảnh điện gió và điện mặt trời ngày càng chiếm tỷ trọng lớn, việc thiếu quy tắc ưu tiên huy động điện nền rõ ràng khiến nhà đầu tư LNG lo ngại bị cắt giảm sản lượng thực tế.

Đây là những lấn cấn chờ lời giải thỏa đáng, phù hợp quy định từ cơ quan chức năng của chủ đầu tư dự án LNG Quảng Ninh, Hải Lăng.

Bộ Công thương nhìn nhận việc nâng Qc lên 75% là giải pháp chuyển tiếp nhằm đảm bảo các dự án LNG có thể vận hành đúng tiến độ, tránh nguy cơ thiếu điện trong giai đoạn 2026–2030.

So sánh giữa chi phí mua điện cao hơn và thiệt hại kinh tế do thiếu điện trong năm 2023, cơ quan quản lý cho rằng việc chấp nhận chi phí lớn hơn là lựa chọn ít rủi ro hơn đối với hệ thống điện.

Tuy nhiên, nếu chỉ dừng lại ở việc tăng Qc, đây vẫn là giải pháp mang tính tình thế. Các dự án LNG ngoài danh sách ưu tiên sẽ tiếp tục đình trệ, trong khi áp lực tài chính dồn lên EVN ngày càng lớn.

Để tháo gỡ thực chất điểm nghẽn của điện khí LNG, nhiều nhà đầu tư cho rằng cần một gói cải cách đồng bộ hơn nhằm minh bạch hóa cơ chế chuyển ngang giá LNG vào giá điện, xây dựng khung pháp lý cho bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ, thiết lập quy tắc ưu tiên huy động điện nền rõ ràng, dựa trên tiêu chí kỹ thuật.

Nếu không thực hiện được các cải cách này, Qc 75% chỉ giúp một số dự án vượt qua giai đoạn khó khăn trước mắt, trong khi phần còn lại của thị trường vẫn bị kẹt trong vòng luẩn quẩn thiếu PPA – thiếu vốn – chậm tiến độ.

Đề xuất nâng Qc lên 75% cho thấy cơ quan quản lý đã nhìn thẳng vào thực tế: điện khí LNG không thể cạnh tranh về giá trong ngắn hạn và cần một cơ chế hỗ trợ riêng. Tuy nhiên, đây là “phao cứu sinh” có điều kiện, không dành cho tất cả.

Nếu không đi kèm cải cách cấu trúc thị trường điện, chính sách này sẽ chỉ giải quyết phần ngọn, trong khi bài toán căn cơ về chia sẻ rủi ro giữa Nhà nước, EVN và nhà đầu tư vẫn còn bỏ ngỏ.